Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта с открытым горизонтальным стволом скважины



Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта с открытым горизонтальным стволом скважины

 


Владельцы патента RU 2570179:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации. Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта с открытым горизонтальным стволом скважины включает спуск в скважину заглушенной снизу трубчатой колонны с пакерами и фильтрующими элементами между ними, перекрытие пакерами интервала обработки, определение его приемистости и закачку в него кислотного состава. При этом закачку кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, ведут порционно с нарастанием объема каждой последующей порции с их продавкой углеводородным растворителем в объеме 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава. Перед закачкой в интервал обработки первой порции кислотного состава при приемистости более 1,0 м3/(МПа·ч) в него дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, снижающий не менее чем в полтора раза приемистость интервала обработки на время реагирования с породой всех порций кислотного состава, при этом объем первой порции кислотного состава определяют из условия полного растворения породы в интервале обработки до увеличения радиуса скважины не менее чем в 1,5-2,0 раза. Объем каждой последующей порции кислотного состава определяют из выражения: где Vкi - объем закачки i-ой порции кислотного состава, м3; Vк1 - объем закачки 1-ой порции кислотного состава, м3; a - коэффициент растворения породы единичной массой кислотного состава; ρк - плотность кислотного состава, кг/м3; ρп - плотность породы, кг/м3. Закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки, причем в последнюю порцию кислоты добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к интенсификации скважинной добычи нефти из скважин с открытым горизонтальным стволом.

Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины (патент РФ №2318999, МПК E21B 43/27, E21B 43/18, опубл. Бюл. изобретений №7, 10.03.2008 г.), заключающийся в том, что закачка кислоты проводится через трубу колтюбинга последовательно, начиная от зон пласта с меньшей нефтенасыщенностью и проницаемостью и заканчивая высокопроницаемыми зонами с высокой нефтенасыщенностью.

Недостатком данного способа является отсутствие препятствий, ограничивающих движение кислоты вдоль ствола скважины. Важным фактором является поинтервальность обработки, увеличивающая вероятность более полного воздействия кислотными составами на заданный интервал пласта. В скважинах, вскрывших неоднородный пласт, закачиваемые кислотные составы проникают преимущественно в высокопроницаемые трещиноватые зоны, при этом низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны останутся практически необработанными. Для предотвращения проникновения кислоты в высокопроницаемые зоны необходимо применять различные высоковязкие материалы или другие методы.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины и устройство для его осуществления (патент РФ №2247832, МПК E21B 43/27, опубл. Бюл. изобретений №7, 10.03.2005 г.). Способ включает спуск в скважину колонны труб с пакерами, прокачку кислоты по колонне труб, перекрытие пакерами интервалов обработки пласта с пониженной проницаемостью и продавку в них под давлением кислоты.

Недостатком способа является выбор интервалов только с пониженной проницаемостью, который производится по данным геофизических исследований. Современные геофизические приборы для определения проницаемости не могут выявить положение небольших по размерам, но высокопроницаемых трещин. При наличии таких трещин значительная часть кислоты, закачиваемой в процессе выполнения способа, будет поглощаться этими трещинами. При этом остальная часть низкопроницаемого интервала не будет подвергаться кислотному воздействию, что снижает эффективность способа.

Для получения значимого результата не достаточно проводить обработку только интервалов с пониженной проницаемостью, увеличивая их радиус открытого ствола в процессе растворения породы. Неизменный радиус в остальных участках открытого ствола останется потенциалом для повышения эффективности прототипа.

В известном способе для обработки выбранного интервала применяют разовую закачку расчетного объема кислоты. Контакт кислоты с пластовыми флюидами и стенкой породы при движении через поровое пространство вызывает образование сложных структур из тяжелых углеводородов, высоковязкой эмульсии пластовой воды и нефти, нерастворимых солей, перераспределение кислоты в водонасыщенные зоны. Образованные в процессе закачки первой части кислоты вещества препятствуют эффективному воздействию кислоты, поступающей следом на породу. Для эффективного кислотного воздействия требуется качественный отмыв всех вышеперечисленных продуктов с поверхности породы с последующей доставкой новых порций кислоты.

Технической задачей, решаемой предлагаемым способом, является увеличение дебита нефти путем равномерной поинтервальной обработки интервалов с различной проницаемостью за счет увеличения радиуса открытого ствола и более эффективного воздействия порций кислоты с породой.

Указанная задача решается способом интенсификации скважинной добычи нефти, включающим спуск в скважину заглушенной снизу трубчатой колонны с пакерами и фильтрующими элементами между ними, перекрытие пакерами интервала обработки, определение его приемистости и закачку в него кислотного состава.

Новым является то, что закачку кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, ведут порционно с нарастанием объема каждой последующей порции с их продавкой углеводородным растворителем в объеме 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава, причем перед закачкой в интервал обработки первой порции кислотного состава при приемистости более 1,0 м3/(МПа·ч) в него дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, снижающий не менее чем в полтора раза приемистость интервала обработки на время реагирования с породой всех порций кислотного состава, при этом объем первой порции кислотного состава определяют из условия полного растворения породы в интервале обработки до увеличения радиуса скважины не менее чем в 1,5-2,0 раза, а объем каждой последующей порции кислотного состава определяют из выражения:

где Vкi - объем закачки i-й порции кислотного состава, м3;

Vк1 - объем закачки 1-й порции кислотного состава, м3;

a - коэффициент растворения породы единичной массой кислотного состава;

ρk - плотность кислотного состава, кг/м3;

ρп - плотность породы, кг/м3,

закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки, причем в последнюю порцию кислоты добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз.

Способ реализуется следующим образом. Перед началом работ определяются интервалы с различной проницаемостью. На основании лабораторного тестирования образцов породы на растворимость и совместимость пластовых жидкостей с закачиваемыми составами подбирают оптимальные кислотные составы. Закачку кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, ведут порционно с нарастанием объема каждой последующей порции в каждом интервале обработки. При этом объем первой порции кислотного состава определяют из условия полного растворения породы в интервале обработки до увеличения радиуса скважины не менее чем в 1,5-2,0 раза. В общеизвестных теоретических формулах Ю.П. Борисова, Joshi, Renard, Dupuy, В.Г. Григулецкого для оценки дебитов горизонтальных скважин важным параметром является величина радиуса скважины, находящегося в логарифмической функции в знаменателе уравнения. Изменение дебита горизонтальной скважины обратно пропорционально изменению радиуса ствола скважины. Следовательно, при увеличении радиуса открытого ствола увеличивается приток жидкости к скважине.

В процессе реагирования первой порции кислотного состава с породой растворяется масса породы, рассчитываемая по формуле:

где М п 1 - масса растворенной породы, м3;

а - коэффициент растворения породы единичной массой кислотного состава;

М к 1 - масса первой порции закачанной кислоты, м.

Объем растворенной породы находится по формуле:

где V п 1 - объем растворенной породы, м3;

ρк - плотность кислотного состава, кг/м3;

ρп - плотность породы, кг/м3;

V к 1 - объем первой порции закачанной кислоты, м.

Учитывая геометрические параметры, объем растворенной породы в цилиндрической области от Rw1 до Rw2 при закачке первой порции кислотного состава рассчитывается по формуле:

где L - длина интервала обработки, м;

m - пористость, д. ед;

Rw1 - первоначальный радиус открытого ствола, м;

Rw2 - планируемый радиус открытого ствола после закачки первой порции кислотного состава, м.

Приравняв (2) и (3) и выделив из полученного равенства V к 1 , получим формулу для расчета объема первой порции кислотного состава с условием полного растворения породы в цилиндрической области в радиусе от Rw1 до Rw2:

Объем каждой последующей порции кислотного состава определяют из выражения:

где Vкi - объем закачки i-й порции кислотного состава, м3;

Vк1 - объем закачки 1-й порции кислотного состава, м3.

Увеличение объемов порций кислотного состава в процессе кислотной обработки способствует полному замещению растворенного объема породы, в результате чего повышается вероятность вскрытия новых пор после реакции кислоты. Неоднородность породы по траектории простирания ствола скважины, различная степень растворения породы, разные коллекторские характеристики, наличие нерастворимых включений, загрязняющих веществ, погрешность измерения при проведении процесса кислотной закачки допускают дополнительную погрешность ±20,0% в формуле расчета объемов порций кислотных составов.

При приемистости более 1,0 м3/(МПа·ч) в интервал обработки дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, например, водонефтяные эмульсии или вязко-упругие составы по любой известной технологии, снижающие не менее чем в полтора раза приемистость интервала на время реагирования с породой всех порций кислотного состава. Время на реагирование каждой порции кислотного состава определяют по результатам лабораторных тестов на растворимость образцов керна продуктивного пласта кислотными составами с учетом практически полного растворения породы кислотным составом (растворение 90-99% массы породы).

Продавку каждой порции кислотного состава выполняют углеводородным растворителем в объеме 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава, который смывает с поверхности породы сложные структуры из тяжелых углеводородов, образующуюся высоковязкую эмульсию из пластовой воды, кислоты и нефти, нерастворимые соли, тем самым очищая поверхность породы для контакта со следующей порцией кислоты. Проведенные модельные исследования показали, что для эффективной очистки стенки породы достаточным является объем углеводородного растворителя, равный 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава. Увеличение объема углеводородного растворителя приведет к увеличению материальных затрат без ощутимого повышения эффективности кислотного воздействия.

Закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки, причем в последнюю порцию кислоты добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз. За счет замедления скорости реакции достигается доставка кислоты по созданным каналам в удаленные от ствола скважины зоны пласта, что позволяет повышать охват пласта кислотным воздействием и увеличивать область фильтрации скважины.

Оценочные расчеты динамики изменения дебита показывают, что суммарный объем кислотного состава 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки обеспечивает увеличение притока жидкости к открытому стволу на 30-50%, эти значения являются оптимальными. Дальнейшее увеличение притока жидкости к открытому стволу на единицы процентов вызовет кратное увеличение необходимых объемов кислотных составов по логарифмическому закону и значительно увеличит материальные затраты.

Способ осуществляют следующим образом.

На основании лабораторного тестирования образцов породы на растворимость и совместимость пластовых жидкостей с закачиваемыми составами подбирают оптимальные кислотные составы. По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимое количество закачиваемых кислотных составов и углеводородного растворителя.

Скважину останавливают, глушат и извлекают подъемный лифт вместе с глубинно-насосным оборудованием. Проводят шаблонирование ствола до наиболее удаленной от устья точки интервала обработки.

Спускают на колонне технологических насосно-компрессорных труб (НКТ) двухпакерную компоновку надувных пакеров. Между пакерами равномерно размещают фильтры для выхода закачиваемой жидкости. Двухпакерную компоновку размещают в заранее выбранный, самый удаленный от устья интервал обработки. Производят посадку пакеров в заданном интервале.

Определяют приемистость интервала обработки закачкой фиксированного объема жидкости (например, нефти) за замеренный промежуток времени.

При приемистости более 1,0 м3/(МПа·ч) в интервал обработки перед закачкой кислотных составов и растворителя дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, снижающий не менее чем в полтора раза приемистость интервала обработки на время реагирования с породой всех порций кислотного состава. В качестве такого материала применяют водонефтяные эмульсии или вязкоупругие составы. Время реагирования кислотного состава определяется по лабораторным тестам растворимости образцов керна продуктивного пласта с конкретными кислотными составами.

Закачивают расчетные порции кислотного состава с нарастанием объема каждой следующей порции с последующей продавкой каждой порции углеводородным растворителем и паузами на реагирование кислотного состава с учетом практически полного растворения породы расчетным объемом кислотного состава (растворение 90-99% массы породы).

В качестве кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, применяют кислотный состав на основе ингибированной соляной кислоты, который в качестве добавок содержит в составе ПАВ, изопропиловый спирт, деэмульгатор, уксусную кислоту.

Последняя порция кислотного состава кроме вышеперечисленных добавок содержит вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз. В качестве такого вещества, например, применяют лигносульфонаты технические жидкие, моносульфитный черный щелок, уксусную кислоту и тому подобное.

Закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки.

Последнюю порцию кислотного состава продавливают из насосно-компрессорных труб нефтью или иной жидкостью глушения с расчетом превышения объема жидкости про давки над объемом НКТ на 3-5 м3 для более глубокого проникновения кислотных составов в пласт.

Пример конкретного выполнения способа.

Пример 1. Предлагаемый способ испытан на добывающей скважине турнейского яруса Бавлинского месторождения. Дебит жидкости скважины до обработки - 5,3 м3/сут, содержание воды в продукции скважины - 3%. Радиус условного контура питания равен 200 м. Скважина пробурена долотом диаметром 219 мм до глубины 1621 м и обсажена 168 мм эксплуатационной колонной с толщиной стенки, равной 8,9 мм. Продуктивный пласт в интервале 1621-1772 м вскрыт долотом диаметром 143,9 мм бурением на депрессии. Длина открытого ствола - 151 м. Продуктивный пласт сложен карбонатными породами (известняками). Открытый горизонтальный ствол для проведения поинтервальной обработки условно разделили на два интервала длиной 70 м каждый. На основании лабораторного тестирования образцов породы на растворимость и совместимость пластовых жидкостей с закачиваемыми составами подбирают оптимальные кислотные составы.

Расчет объема кислотных составов и растворителя.

Исходные данные для расчета первой порции кислотного состава (по формуле 4):

a=0,4; ρκ=1100 кг/м3; ρп=2700 кг/м3; L=70 м; m=0,1; Rw1=0,072 м;

Rw2=Rw1·1,53=0,11 м.

Таким образом, объем первой порции кислотного состава V к 1 будет равен:

Скважину останавливают, глушат, поднимают глубинное насосное оборудование. Проводят шаблонирование ствола до наиболее удаленной от устья точки интервала обработки. Для проведения поинтервальной обработки спускают на колонне 73 мм технологических НКТ двухпакерную компоновку надувных пакеров фирмы «ТАМ International)). Под нижним пакером устанавливают глухую заглушку. Между пакерами, которые устанавливают на расстоянии 70 м друг от друга, равномерно размещают фильтры (перфорированные 73 мм патрубки длиной около 2 м) для выхода закачиваемой жидкости. Двухпакерную компоновку размещают в заранее выбранный, самый удаленный от устья интервал обработки. Верхний пакер устанавливается на глубине 1695 м, нижний - на глубине 1765 м. Внутренний объем колонны технологических НКТ для расчета объема продавочной жидкости составляет 5,3 м3.

Герметизируют устье. Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом.

Открывают межтрубную и трубную задвижки. Закачивают порцию нефти в объеме 4-5 м3. При этом происходит посадка пакеров в заданном интервале. Закрывают межтрубную и трубную задвижки. Выдерживают паузу 20 мин для расширения пакеров. Проверяют степень посадки пакеров по индикатору веса на подъемном агрегате. Открывают трубную задвижку.

Вызывают приток из интервала обработки свабированием для определения работы интервала. Приток жидкости по результатам свабирования - 2,4 м3/сут.

Заполняют колонну технологических НКТ нефтью. Определяют приемистость интервала обработки закачкой 3 м3 нефти по колонне технологических НКТ. Приемистость составила 480 м3/сут при давлении закачки P=2 МПа (Куд. прием.=10 м3/МПа·ч). Расстанавливают технику для приготовления кольматирующего состава, состоящего из водонефтяной эмульсии, в объеме 30 м3. Заливают последовательно в пропаренный, очищенный от посторонних жидкостей блок долива 10,8 м3 товарной нефти, 1,2 м3 эмульгатора Ялан-Э-1, 18 м3 пластовой воды плотностью 1160-1180 кг/м3 без ПАВ. Путем перемешивания по схеме «блок долива-насосный агрегат-блок долива» в течение 1-2 ч при скорости закачки агрегата не менее 7,2 м3/ч перемешивают компоненты до образования вязкой водонефтяной эмульсии с условной вязкостью не менее 300 с по вискозиметру ВП-5.

Подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата СИН-35 с плунжерами насоса диаметром 125 мм к трубной задвижке скважины. Открывают трубную задвижку. Все дальнейшие закачки жидкости выполняют, не превышая максимально допустимое давление на пласт (3 МПа).

Закачку по НКТ проводят в следующей последовательности:

1. Закачивают высоковязкую водонефтяную эмульсию в объеме 30 м3. После закачки водонефтяной эмульсии приемистость интервала обработки снизилась в 3 раза, до 160 м3/сут при давлении закачки 3 МПа.

2. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 8,3 м3.

3. Закачивают порцию углеводородного растворителя в объеме 4,2 м3 с выдержкой на время растворения породы первой порцией кислотного состава (30 мин).

4. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 9,7 м3.

5. Закачивают порцию углеводородного растворителя в объеме 4,9 м3 с выдержкой на время растворения породы второй порцией кислотного состава (30 мин).

6. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 11,2 м3.

7. Выполняют про давку состава нефтью в объеме 10,3 м3.

Закрывают трубную задвижку. Выдерживают паузу на реагирование кислотного состава 8 ч.

Вызывают приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции и определения притока жидкости. По результатам свабирования приток жидкости увеличился до 3,6 м3/сут, что в 1,5 раза выше величины первоначального притока.

Срывают пакеры путем натяжки колонны труб. Выдерживают паузу на релаксацию пакеров 20 мин.

Перемещают двухпакерную компоновку в следующий интервал обработки. Верхний пакер устанавливается на глубине 1625 м, нижний - на глубине 1695 м. Внутренний объем колонны технологических НКТ для расчета объема продавочной жидкости составляет 5,1 м3.

Герметизируют устье. Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом.

Открывают межтрубную и трубную задвижки. Закачивают порцию нефти в объеме 4-5 м3. При этом происходит посадка пакеров в заданном интервале. Закрывают межтрубную и трубную задвижки. Выдерживают паузу 20 мин для расширения пакеров. Проверяют степень посадки пакеров по индикатору веса на подъемном агрегате. Открывают трубную задвижку.

Вызывают приток из интервала обработки свабированием для определения работы интервала. Приток жидкости по результатам свабирования - 2,9 м3/сут.

Заполняют колонну технологических НКТ нефтью. Определяют приемистость интервала обработки закачкой 3 м3 нефти по колонне технологических НКТ. Приемистость составила 60 м3/сут при давлении закачки P=3 МПа (Куд. прием.=0,83 м3/МПа·ч).

Подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата СИН-35 с плунжерами насоса диаметром 125 мм к трубной задвижке скважины. Открывают трубную задвижку. Все дальнейшие закачки жидкости выполняют, не превышая максимально допустимое давление на пласт (3 МПа).

Закачку по НКТ проводят в следующей последовательности:

1. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 8,3 м3.

2. Закачивают порцию углеводородного растворителя в объеме 4,2 м3 с выдержкой на время растворения породы первой порцией кислотного состава (30 мин).

3. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 9,7 м3.

4. Закачивают порцию углеводородного растворителя в объеме 4,9 м3 с выдержкой на время растворения породы второй порцией кислотного состава (30 мин).

5. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 11,2 м3.

6. Выполняют про давку состава нефтью в объеме 10,1 м3.

Закрывают трубную задвижку. Выдерживают паузу на реагирование кислотного состава 8 ч.

Вызывают приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции и определения притока жидкости. По результатам свабирования приток жидкости увеличился до 4,1 м3/сут, что в 1,4 раза выше величины первоначального притока.

Срывают пакеры путем натяжки колонны труб. Выдерживают паузу на релаксацию пакеров 20 мин.

Полностью поднимают всю компоновку на технологических трубах.

Спускают насосное оборудование на насосно-компрессорных трубах на расчетную глубину, запускают скважину в работу. Дебит жидкости по скважине после кислотной обработки 7,7 м3/сут при неизменившейся доле воды в продукции скважины. Прирост дебита жидкости составил 2,4 м3/сут.

Предлагаемый способ позволяет расширить функциональные возможности путем применения в неоднородных пластах, в скважинах с высокой приемистостью (более 1 м3/МПа·ч), повысить добычу нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.

Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта с открытым горизонтальным стволом скважины, включающий спуск в скважину заглушенной снизу трубчатой колонны с пакерами и фильтрующими элементами между ними, перекрытие пакерами интервала обработки, определение его приемистости и закачку в него кислотного состава, отличающийся тем, что закачку кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, ведут порционно с нарастанием объема каждой последующей порции с их продавкой углеводородным растворителем в объеме 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава, причем перед закачкой в интервал обработки первой порции кислотного состава при приемистости более 1,0 м3/(МПа·ч) в него дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, снижающий не менее чем в полтора раза приемистость интервала обработки на время реагирования с породой всех порций кислотного состава, при этом объем первой порции кислотного состава определяют из условия полного растворения породы в интервале обработки до увеличения радиуса скважины не менее чем в 1,5-2,0 раза, а объем каждой последующей порции кислотного состава определяют из выражения:

где Vкi - объем закачки i-ой порции кислотного состава, м3;
Vк1 - объем закачки 1-ой порции кислотного состава, м3;
a - коэффициент растворения породы единичной массой кислотного состава;
ρк - плотность кислотного состава, кг/м3;
ρп - плотность породы, кг/м3,
закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки, причем в последнюю порцию кислоты добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов с открытым горизонтальным стволом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - полное выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляция водопритока, интенсификация добычи нефти и газа, возможность использования независимо от сезона года.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием обсадной колонны, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к способам обработки призабойной зоны скважин. Технический результат - увеличение эффективности обработки за счет создания структурированного адсорбционного слоя поверхностно-активных веществ в пласте.

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - выравнивание профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока вод в скважины и зон поглощения. Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт включает спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - полное выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляция водопритока, интенсификация добычи нефти и газа, возможность использования независимо от сезона года.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.

Группа изобретений относится к герметизирующим композициям, включающим биутан, и к способам применения таких композиций в подземных операциях. Способ герметизирования подземной формации включает получение герметизирующей композиции, содержащей водную текучую среду, диутановый состав по меньшей мере одну гелевую систему.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции и ограничения водопритока в скважины, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение касается способа регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора при размещении в подземной скважине, имеющей по крайней мере одну обсадную трубу, путем введения в состав цементного раствора углеродистого материала для того, чтобы коэффициент линейного расширения раствора был выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал.
Способ изоляции зоны поглощения при бурении скважины включает спуск в скважину компоновки, содержащей пакер и бурильные трубы, посадку пакера, продавливание под пакер изолирующих материалов, проведение технологической выдержки для схватывания цемента, срыв пакера, контроль изоляции, подъем компоновки из скважины, разбуривание цементного моста и продолжение бурения скважины.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором. Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему. Повышается эффективность водоизоляционных работ и срок изоляции за счет создания в пласте водоизоляционного экрана повышенной прочности и устойчивого к деструкции. Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах содержит, мас. %: модернизированный натриевый силикат «Монасил Н-28» 6-9, лимонную кислоту 6,0-12,6, вода - остальное. Соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно. Способ приготовления состава для изоляции водопритоков в газовых скважинах включает приготовление водных растворов модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты, последующее их смешивание. Смешивание растворов производят путем приливания водного раствора модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» в водный раствор лимонной кислоты с обеспечением времени гелеобразования в интервале от 1 до 12 часов, причем соотношение мас.ч. модернизированного натриевого силиката «Монасил Н-28» и лимонной кислоты составляет 1:1,0-1,4 соответственно. 2 н.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 3 пр.
Наверх